煤制天然气工艺简介

煤制天然气工艺简介（共8篇）

1.煤制天然气工艺简介 篇一

煤制天然气典型流程及主要装置技术选择

煤制天然气典型流程包括：备煤、空分、气化、废水处理、变换、净化、硫回收、甲烷化、加压、SNG（合成天然气）干燥、SNG输送等。

1、备煤

依气化工艺不同差别较大，主要是承担为气化提供合格原料煤的要求，一般包括配煤、干燥、磨煤、加压等环节。

2、空分

为气化提供氧气，同时为各装置提供氮气及压缩空气。根据气化技术的选型确定空分规模，可选技术包括国外的法液空、林德等，国内的杭氧、开分等，目前一般为内压缩流程，单系列小时制氧能力目前在4-8万立方。

3、气化

目前核准的四个项目中，大唐克旗、大唐阜新、庆华新疆项目均采用碎煤加压气化技术（改良Lurgi），汇能项目采用的是西北化工研究院的多元料浆气化技术。

4、废水处理

根据气化技术选择的不同，废水处理技术也将有所区别，一般选用改进型的A/O工艺。

5、变换

国内技术已经很成熟，采用耐硫宽温变换。

6、净化

主要是脱硫脱碳技术，主要采用的低温甲醇洗，大唐克旗、大唐阜新、庆华新疆项目采用的是化二院的低温甲醇洗技术。

7、硫回收

目前主要有生产硫磺和硫酸两种技术，根据产品导向和输运等多方面考虑，确定合适的工艺。

8、甲烷化 主要由鲁奇（鲁奇工艺技术+巴斯夫催化剂），戴维（戴维工艺技术+其母公司庄利万丰的催化剂，来源于英国煤气），托普索（工艺+催化剂）。大唐选择的是戴维技术，而庆华和汇能项目选择的是托普索技术。!

9、加压

将SNG升压至10MPa左右，以达到进行天然气高压输送管网的压力要求&

10、SNG干燥

主要是三甘醇脱水技术。

11、输送

将脱水后的SNG输送进管网。

2.煤制天然气工艺简介 篇二

当前, 我国环境污染问题较为严重, 雾霾天气时有发生, 人民对清洁能源环境保护欲望更加强烈, 天然气作为清洁能源具有广泛的应用前景。当前, 我国能源消费中天然气占比并不高, 随着能源结构的调整, 天然气占比会逐渐上升, 具有较高的增长空间, 同时天然气供需矛盾凸显, 我国天然气供给无法满足国内对天然气能源的需要, 进口天然气总量逐年攀升。煤制天然气立足于我国煤炭多、天然气少的基本国情, 通过煤制天然气可以兼顾环境效益和经济效益, 提高天然气供应能力。2009 年国家出台的《石化产业调整和振兴规划》明确的将煤制天然气列为煤化工五类示范工程之一。

2 煤制天然气技术

煤制天然气是以劣质煤为原料, 生产天然气的工艺技术, 目前煤制天然气主要有两种加工工艺:一步法和二步法。其中一步法是新出现的煤制天然气技术, 又称为“蓝光技术”。

2.1 一步法煤制天然气技术

一步法煤制天然气技术是以煤为原料直接合成甲烷, 进而得到煤制天然气的方法。一步法煤制天然气技术又称为蓝光技术, 目前主要是在美国开发与应用。我国一步法煤制天然气技术还处于初始阶段, 研究和利用还需要投入大量人力物力。一步法煤制天然气技术在2009年被Always On杂志评选为最具创新绿色技术的清洁能源公司第一名。一步法煤制天然气技术将煤粉、水蒸气、催化剂在同一反应器中进行化学反应并完成甲烷化。在这个过程中甲烷化产生的热量为煤粉气化提供了热量来源。一步法煤制天然气技术反应器生成的CH4和CO2混合气从顶部离开反应器进入旋风分离器, 然后进入气体净化器, 脱硫后得到代用天然气。一步法煤制天然气技术具有工艺流程简单, 能耗损失小, 投入设施设备少, 技术性高、节水、节能、环保。

2.2 二步法煤制天然气技术

二步法煤制天然气技术是先将煤转化为合成气体, 通过甲烷化得到SNG的方法, 二步法煤制天然气的关键点是甲烷化, 其具体关键点有:气化、变换冷却、净化、甲烷合成、干燥压缩。气化是指原料煤进入反应器后, 在反应器高温高压的环境下, 原料煤与空气、水等发生反应, 最终形成组合气, 主要成分是煤气;变换冷却, 高温高压的组合气通过变换冷却, 将高温冷却至40度左右, 使用耐硫催化剂变换组合气h2与CO体积比调整为3:1;净化, 是通过利用甲醇或者其他反应物对H2S和CO2优良的吸收性, 去掉H2S和CO2净化气体, 同时净化过程应该保持-17- -40度环境下进行;甲烷合成, 是在催化剂作用下完成甲烷化, 得到SNG;干燥压缩是将SNG干燥脱水降温并压缩达到管线运输要求的压力。除此之外, 二步法煤制天然气技术还有脱硫技术, 废水回收技术等。

3 甲烷化技术

目前我国煤炭天然气技术多采用二步法, 二步法工艺流程最重要和关键点是甲烷化技术, 目前, 甲烷化工艺技术有三种最具代表性分别为:CRG技术、TMEMPTM技术和鲁奇甲烷化技术。

3.1 CRG技术

CRG技术又称为戴维甲烷化, 是英国燃气公司开发的将液化气替代煤作为原料生产城市煤炭的一种技术。戴维甲烷化 (CRG) 应用时间较早于1964年开始逐渐应用于商业装置, 目前戴维甲烷化 (CRG) 有两种工艺:一种是甲烷化前需要调整H/c的甲烷化工艺, 一种是不需要调整H/C的甲烷工艺。戴维甲烷化 (CRG) 工艺具有非常优秀的单线生产能力, 而且催化剂寿命非常长, 活性化效果好工作状态稳定。戴维甲烷化 (CRG) 研究和应用时间较早, 生产工艺技术非常成熟, 可以很好的降低循环比且压缩机能耗低, 煤制天然气采用戴维甲烷化 (CRG) , 每1000m3天然气副产约3.0t高压过热蒸汽, 能源利用率非常高但是能耗确很低, 在我国具有广泛的应用前景, 采用戴维甲烷化 (CRG) 煤炭天然气技术产品可以完全达到国际对天然气的标准以及天然气运输管道要求。

3.2 TMEMPTM技术

TMEMPTM技术又称为托普索甲烷化技术, 是由丹麦托普索公司与上个世纪七十年代开发并投入煤制天然气工厂运营的。托普索甲烷化工艺流程 (TMEMPTM) 使用了丹麦托普索公司研发的MCR-2X催化剂, 在应用过程中煤制天然气设备工作运行良好, 转化率较高, 根据托普索公司提供的测试数据显示, MCR-2X催化剂具有较长的使用寿命, 使用时间非常长, 最长运行时间10000h, 可靠性非常高。托普索甲烷化工艺流程 (TMEMPTM) 的催化剂MCR-2X属于镍基催化剂, 镍基催化剂对硫较为敏感, 因此托普索甲烷化工艺流程 (TMEMPTM) 设计过程中必须要使用脱硫槽脱除原料中的硫, 避免MCR-2X与煤原料汽化以后硫气体接触。托普索甲烷化工艺流程 (TMEMPTM) 有五个绝热反应器原料分为两部分进入第一、第二反应器, 在第一反应器设有循环管线, 防止第一反应器出口温度过高。托普索甲烷化工艺流程 (TMEMPTM) 具有单线生产能力大, 催化剂稳定性强, 耗能低等特征, 在生产过程中煤制天然气转化率较高, 副产品组成成分少, 容易操控, 而且托普索甲烷化工艺流程 (TMEMPTM) 的循环管线技术气量较低, 从而实现将高压过热蒸汽直接应用于其他设备实现资源的二次利用, 提高了能源使用率, 能耗得到显著降低。

3.3 鲁奇甲烷化技术

鲁奇甲烷化技术是目前唯一商业化运行的煤制天然气技术, 最初应用于美国北达科塔州东部大草原建成的煤炭天然气工厂。自1984 年应用至今已平稳运行20 多年, 取得了很好的示范性效果。鲁奇甲烷化技术采用的催化剂为镍基催化剂, 催化剂可以再550-700度高温下操作, 活化温度为250-290度;鲁奇甲烷化工艺流程有三个绝热反应器, 原料在汽化以后, 进入循环管线, 可以有效防止原料由第一反应器向第二反应器输送过程中, 第一反应器出口温度过高的问题, 同时为了提高煤制天然气热效率, 鲁奇甲烷化工艺在反应器出口处回收反应热, 反应热主要是利用换热器完成, 脱硫槽在SNG换热器前而且鲁奇甲烷化只有一个补充甲烷器这与戴维甲烷化有明显不同。

4 结语

我国煤制天然气工艺技术发展与国外发达国家相比还有一定差距, 在二步法煤制天然气技术应用和研究上较为广泛, 一步法煤制天然气技术应用条件还不太成熟。煤制天然气的发展符合我国能源结构煤炭数量多、天然气缺口大的特征, 同时煤制天然气还具有污染少, 经济社会效益高等特征具有广泛的市场应用前景, 随着我国煤制天然气技术在甲烷化、催化剂、工艺流程简化方面的研究发展, 未来煤制天然气会进一步发展壮大。

参考文献

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[4]蔡东方, 王黎, 徐静, 王梓召.煤制天然气煤气化技术的研究现状及分析[J].洁净煤技术, 2011 (05) .

3.煤制天然气：悄悄改变能源格局 篇三

不仅如此，煤制天然气还能减少石油和煤炭制品的消耗，有望成为治理目前雾霾锁城的途径之一。而要让煤制天然气成为燃油和燃煤的替代燃料，还需要在技术、天然气战略上进行综合提升，以满足实体经济对清洁型能源的大量需求。

助力雾霾治理保卫战

从2013年初到年末，连续的雾霾天气成为京津冀及周边地区老百姓心中的一块阴影，并引起人们对环境状况的担忧。

9月18日举行的京津冀及周边地区大气污染防治工作会议，对北京、天津、河北、山西、内蒙古、山东等六个省区市加快推进大气污染综合治理工作进行了动员和部署，环保部与六省区市人民政府签订了大气污染防治目标责任书，呼吸保卫战在京津冀大地正式打响。

而根据这份责任书，我国东部经济发达地区，即雾霾重灾区将首先被限制煤炭消费。国务院要求京津冀、长三角、珠三角等区域煤炭消费要实现负增长，燃煤替代通过跨区域输电、增加天然气供应、加大非化石能源利用等实现。此外，在本轮大气治理革命中，天然气因低碳环保的优势，其战略地位也再上一个层级，常规气、煤制气、煤层气、页岩气将得到更多重视。其中，一直处于示范阶段、且颇有争议的煤制天然气有望被“正名”。“国十条”透露的信息是，国务院将专门制定煤制天然气发展规划，加快煤制天然气产业化和规模化步伐，但前提是满足最严格的环保要求和保障水资源供应。

而在天然气具体的应用领域中，交通领域和热力发电无疑是相关城市谋划的重点。

根据北京市的“清洁空气”计划，今年年底前，北京市将研究出台鼓励更换混合动力汽车和1.6升以下小排量客车的相关补贴政策和措施，并于2014年实施。此外，政府公务车将率先推广使用新能源汽车，鼓励个人购买使用新能源汽车政策明年实施。在公交、出租、郊区客运、旅游客运、环卫、邮政、驾校等行业大力发展新能源和清洁能源车辆。

从具体的发展目标上看，天然气汽车的发展力度将超越电动车。比如，在公交车领域，2013年要更新3000辆天然气车，2014年更新700辆电动车和1950辆天然气车，2015年更新450辆电动车和1000辆天然气车；实现新能源与清洁能源车总量占公交车辆比例达到65%左右；五环路内电驱动车辆比例达到20%、天然气车达到50%。又如在出租车行业，文件明确，2013年要新增850辆电动车和更新2000辆天然气车，2014年更新2000辆天然气车，2015年更新1000辆天然气车等。

北京燃气集团总经理李雅兰透露，今年底北京市四环路以内将实现无煤化，到2015年争取六环路以内全部实现无煤化。李雅兰介绍，燃气锅炉污染物排放量远低于燃煤锅炉。改用天然气后，供热锅炉氮氧化物排放量可减少60%，PM10排放量可减少92.5%，二氧化硫排放量可减少99.5%。“一般说来，40亿立方米天然气可以供2000万居民一年使用。”

内蒙古发改委主任梁铁成说，“从现阶段来看，市场对煤制天然气的需求量很大。由于近些年华北地区雾霾天气增加，除北京外，黑龙江、辽宁、吉林、湖北、湖南等省更是向我区提出了供应300亿立方米天然气的要求，天然气需求量的快速增加需要我们少运煤、多送气。”

“内蒙古东部地区煤制天然气的主要市场是黑龙江、辽宁、吉林，而新疆的煤制天然气则主要利用国家‘西气东输’管道运往中东部地区。”国电集团煤炭与化工部副处长贺振富说。

为保证“气顺”，北京市的“清洁空气”计划中也明确强调：2013年，要建成大唐煤制气一期工程和唐山液化天然气一期工程，开工建设陕京四线；2015年，建成陕京四线，大唐煤制气、唐山液化天然气工程全面竣工投产，10个远郊新城全部接通管道天然气；2016年，开工建设陕京五线，形成多气源、多通道、多方向的供应格局。积极争取国家天然气用气指标，到2015年和2017年分别满足本市200亿立方米和240亿立方米的用气需求。

煤制天然气顺应时代趋势

不仅仅是环境的综合治理需要，煤制天然气在保证国家能源安全中也被寄予厚望。国内天然气供应的缺口正逐年加大，对外依存度更是呈快速上升之势。相关数据显示，目前，天然气占我国一次能源消费比重约为4.6%，与国际平均水准（23.8%）存在较大差距。2011年，中国天然气对外依存度达24%，与2010年12.8%相比，呈成倍增长态势。我国目前天然气较为短缺，2012年我国天然气表观消费量为1471亿立方米，总产量为1077亿立方米，对外依存度上升至27%；到2020年，国内天然气缺口将达1000亿立方米。根据“天然气发展十二五规划”，预计我国2015年天然气消费量将达到2300亿立方米左右，增长势头迅猛，预计天然气对外依存度将上升至35%左右。

从国家能源安全战略出发，缺口完全依赖进口将导致中国能源安全面临巨大的不确定性，发展煤制天然气是最为现实的途径之一。正是在这样的背景下，煤制天然气进入到国家战略规划中。目前，国家加大了对非常规天然气及替代天然气的需求力度，除页岩气开发力度加大外，煤制天然气在国家“十二五”战略中也被寄予厚望。

此外，这些年来我国进行的天然气输运管道的建设也表明了这种趋势。其中，“十一五”年均建成3700公里，截止2012年底，我国天然气管道超过5.5万公里。目前，我国已建成6座液化天然气接收站，到2015年接收能力预计超过6000万吨。据业内专家预测，即使按2009-2020年期间GDP年均增长率8%、万元GDP能耗年均下降2.5%且要达到减排二氧化碳的既定目标推算，2020年也需要消费天然气4664×108立方米。按此预测，“十三五”期间我国有可能成为天然气进口第一大国。所以，“十二五”期间我国还要为保障“十三五”供气而进行大量相关基础建设工作。

而煤制天然气显著的技术优势也成为其引起高层注意的原因。

据了解，低热值的褐煤利用一直是世界发电行业的技术难题。煤制天然气主要利用褐煤等劣质煤炭，通过煤炭气化、一氧化碳变化、酸性气体脱除、高温甲烷化工艺来生产代用天然气。我国褐煤资源占全国煤炭储量的13%，煤制天然气对褐煤的高效、洁净利用，成为煤制天然气被看好的重要因素之一。

此外，煤制天然气还可以利用生物质资源来生产我国短缺的天然气。其他优点包括煤制天然气的耗水量在煤化工行业中相对较少，转化效率相对较高，因此与耗水量较大的煤制油相比具有明显的优势。从这一点上考量，煤制天然气也顺应了我国节能环保、发展低碳经济的要求，其长远的战略意义相当明显，有望成为未来劣质煤炭资源和生物质资源综合利用的发展方向。

2013煤制天然气战略发展高层论坛公布的数据显示，2013～2015年，中国煤制天然气投资规模将超过2400亿元。今年，已有20多个煤制气项目获得了前期工作的批文。新获前期工作批文的项目主要位于新疆、内蒙古等地，业主单位仍然以大型央企为主。后续预计还有10多个拟建项目将陆续拿到前期工作的批文。

技术需要突破

煤制天然气项目虽然有着诸多的好处，但我国煤制天然气技术还未达到产业化应用阶段。煤炭科学研究院主导编制的《煤化工“十二五”科技规划》也显示出“十二五”期间，国家将重点扶持煤制天然气技术应用，并扩大此方面的试点范围。据了解，目前市场对于煤制天然气项目的担忧：一是技术上的问题，担忧煤制天然气技术不成熟，大规模工业化会有问题；二是市场的综合政策保障。

据悉，煤制天然气从单个工艺单元来看，空分、变换及甲醇洗是在煤制合成氨、煤制甲醇及煤制油等煤化工中已得到广泛应用的成熟技术，对煤制天然气来讲，需要选择的主要是煤气化及甲烷化技术。其中甲烷化技术作为煤制天然气工艺路线的核心技术，目前在国外发展已经成熟，但我国至今还没有掌握大型合成气高温甲烷化工艺，主要技术要向国外公司购买。目前世界上先进的煤气化技术包括德士古、SHELL、GSP等。

比如位于伊犁察布查尔县的中电投和新汶矿业合作的煤制气项目——中电投伊南60亿立方米/年煤制天然气，其中一期20亿立方米/年工程投资150亿元，即采用8台日投煤量为2000吨的西门子GSP气化炉。而山西兰花煤化工有限责任公司的“晋城3052项目”则采用了西门子（GSP）气化技术，此项目使用2台500MWth（日投煤量约2000吨）西门子（GSP）气化炉。

在近期，我国有几家公司也先后在相关技术上取得了进展。比如，中国化学赛鼎工程有限公司开发内径5米的碎煤加压试验炉，已经全部完成设计，并已通过前期试验测试，为后续内径5米碎煤加压气化炉的大型工业化示范提供了坚实的基础。该公司教授级高级工程师施福富介绍说，公司开发的新型碎煤加压干排灰气化炉，其内径由3.8米增大到5米，气化压力由4.0MPa提高到5.0MPa、6.0MPa，单炉产气量可达13万标准立方米/小时，日处理煤量由800吨提高到1600吨，接近于气流床气化炉的单台气化能力。同时这种气化炉技术成熟、操作简便，单台炉造价只有其他气化炉造价的1/4-1/3。

此外，大连瑞克公司与中煤集团合作，建立起国内唯一的国家新能源催化剂工程实验室。目前已经攻克10多项替代进口的煤化工催化技术，新工艺可节省设备投资数亿元，日节电可达5万度，节能降耗效果突出。大连瑞克正在研制的煤制天然气技术，有望打破国外对这一领域的长期垄断，对未来我国煤能源的清洁使用和解决天然气能源不足问题都有重要意义，目前该技术已进入中试阶段。

尽管煤制天然气有利于中国的能源安全，保障中国能源自给率，但给环境带来的隐患也不能不引起重视。。10月16日，美国杜克大学在Nature Climate Change上发表研究报告指出，中国正在推行的利用煤基合成天然气（煤制气）的计划，将产生比常规天然气7倍还多的温室气体排放，用水量也将为生产页岩气的100倍。

杜克大学的报告指出，作为史上投资规模最大的煤制气的一部分，中国政府最近已批准建设9座大型工厂，每年将生产超过370亿立方米的合成天然气。假如40个煤制气工厂都顺利建成，其二氧化碳排放量将达到惊人的1100亿吨。如果这些工厂生产的天然气用于发电，生命周期温室气体排放量将比粉煤电厂高出36%～82%。如果合成天然气作为汽车燃料，其生命周期温室气体排放量是汽油燃料的两倍。煤制气工厂对水的过度消耗也是一个大问题，因为生产合成天然气的用水量是生产页岩气的50到100倍。由政府批准的9家工厂大部分位于新疆和内蒙古的沙漠或半沙漠地带，每年将消耗超过2亿吨的水，并将进一步加重这些地区的用水压力。

杜克大学的报告基于数据和事实提出预警，比起只看重GDP的部分专家和官员，显然更具有借鉴意义。而针对煤制气项目排放的大量温室气体，耗费大量水资源，中国的政策制定者都应谨慎对待。而在未来，中国相关领域的科技工作者也要对有害物质的净化和处理以及能源的循环利用做更深入的研究。

警惕页岩气的“回马枪”

随着国内可持续发展战略和加强环保等政策的实施，国内天然气消费市场将持续扩张。多渠道、多方式地扩大天然气资源供给，完善气源结构成为优化我国能源结构的重要战略。煤制天然气作为液化石油气和天然气的替代和补充，既实现了清洁能源生产的新途径，优化了煤炭深加工产业结构，又具有能源利用率高的特点，符合国内外煤炭加工利用的发展方向，对于缓解国内天然气短缺，保障我国能源安全具有重要意义。

而从长远来看，我国天然气价格逐步上涨的趋势是确定的，但如果未来天然气供应快速增长，煤制气的市场就可能受到挤压。我国非常规天然气资源储量十分丰富，如果资源勘探、开发提速，煤制气未来的市场空间必将面临很大的不确定性。以美国为例，随着美国页岩气大规模开发，不仅导致石油和煤炭的需求量双双下滑，还带动天然气价格大幅回落。

2012年，美国天然气的平均价格为每百万英热单位2.76美元，较2008年下降近70%。目前国内上马煤制天然气项目，多数是基于未来天然气价格逐步上涨。但煤制天然气项目从前期筹备、到建设、再到投产入管网，一般也需要3-5年。谁能料到5年后或者10年后的情况呢？会不会出现未来大批煤制天然气项目刚一投产，就面临天然气价格回落的窘境呢？

4.煤制天然气工艺简介 篇四

东风和煦，暖阳四溢，圣圆煤化工基地汇能工业项目区的建设工地上也显得生机盎然，厂房内外，随处可见工人忙碌的身影。内蒙古汇能煤化工有限公司总工程师王中秋介绍说：“从项目正式开工到现在，仅仅用了三年多的时间，一期年产4亿标准立方米煤制天然气项目就进入了收尾阶段，目前已经开始单机试车。预计在今年7月份实现化工投料，10月份就能打通整个流程，产出合格产品。”

内蒙古汇能煤化工有限公司是内蒙古汇能煤电集团有限公司的全资子公司，全面负责汇能煤制天然气及天然气液化项目的建设、生产、经营管理工作。汇能化工项目建设共分两期：一期工程投资70亿，现已进入单机试车阶段；二期工程筹建工作也已开始，目前正在进行技术交流，进一步优化工艺技术路线及设计方案。二期工程建成后，项目总规模为年产20亿标准立方米煤制天然气及12亿标准立方米液化天然气，预计项目总投资170亿元。项目以煤为原料，经过气化、变换、净化、硫回收、甲烷合成及液化等工序，生产合成天然气及液化天然气（LNG），属于国家煤制天然气示范项目。

据了解，该项目的整条生产链采用的均是国内可靠的、国外先进的技术设备。气化选用西北化工研究院的多元料浆气化专利技术，该技术是世界上较先进的气流床气化工艺；空分装置选用法国液化空气制品公司（AL）提供的专利技术及全套设备，单台（套）制氧能力为90000Nm3/h，居全国第二位。此外，天然气液化、硫回收等工艺采用的也是国内外领先的技术。对于项目的核心技术——甲烷合成技术，公司根据世界上该项技术的运行情况和市场占有率，选择了丹麦托普索公司提供的专利技术和催化剂。整套甲烷合成装置动/静设备共计43台套，目前已完成安装24台套，计划在5月底全部完成。

起初，天然气液化并不在汇能煤化工公司的规划范围内，但是基于市场、运输等因素的考虑，公司决定延伸产品链条，在煤制天然气的后序链条上增加了一套年产4亿标准立方米的LNG装置，终端产品就是液化天然气。“煤制天然气目前市价是每标准立方米2元多，液化后每标准立方米是4.12元，这个液化装置开始生产以后，我们一年光靠液化天然气就能收入十几个亿。”王中秋喜滋滋地计算着。

众所周知，天然气是一种清洁能源，可以用作汽车燃料，特别是载重汽车。比起矿采天然气，煤制天然气洁净度高，重金属含量非常低，燃烧后的排放物主要是二氧化碳，环保无污染。煤制天然气热值高，输气成本比矿采天然气低6%—8%，价格比汽油、柴油低很多。近几年，京津唐、呼包鄂等地对天然气的需求量逐年增加，天然气的市场容量越来越大，前景十分广阔。

作为一家民营企业，汇能煤化工公司得到了政府的大力扶持。项目建设用地、用水、用电等问题，没费什么周折就顺利解决了；项目具体运行的过程中，各种扶持政策从未间断过；园区管委会也倾注心血，全力支持企业发展。“我们的项目建设速度之所以这么快，与这些支持是分不开的。”王中秋说，“公司的一期项目快投产了，二期也要马上开始建设。随着煤制天然气需求量的增加和市场容量的扩大，我们的产能也会随之增加，我对公司的前景相当看好。”

5.昆仑天然气利用有限公司简介 篇五

简介

中石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”）是由中国石油天然气集团公司独家发起设立的股份有限公司。中国石油是一家集油气勘探开发、石油贸易、工程技术服务和石油装备制造于一体的综合性国际能源公司。中国石油油气投资业务已扩展到全球26个国家，在世界50家大石油公司中排名第7位。中国石油每天为社会提供超过219万桶原油和28亿立方英尺天然气、加工原油180万桶。是亚洲最大的油气生产商和供应商。在由《商业周刊》公布的2006“《商业周刊》亚洲50强”企业中排名第一位；在由全球能源领域权威机构普氏能源公布的“2006年全球能源企业250强”中列第六位，连续五年居亚太区第一位；并当选《亚洲金融》杂志公布的“2006年亚洲最盈利公司（第一名）”。

为贯彻落实集团公司关于天然气下游业务的战略部署，实现天然气业务上下游一体化发展，中国石油于2008年9月1日决定组建中石油昆仑天然气利用有限公司（以下简称公司），注册资金20亿元人民币，是中国石油在全国范围内从事天然气利用业务的专业化子公司。公司在深圳市注册登记，办公地址位于深圳市南山区南山大道1110号深圳中油大厦24-26楼。

公司经营业务

公司是在中国石油发展天然气下游业务，实现专业化、集约化、一体化发展的部署下，整合、重组中国石油系统内从事CNG业务的资产与人员组建的，公司的组建是中国石油建设综合性国际能源公司战略的重大举措。公司承担着中国石油在全国范围内CNG加气站的建设与运营，并负责深圳液化天然气接收站（以下简称LNG）的建设与运营管理。

主要业务介绍

㈠ 车用CNG项目

到2008底，公司通过重组、整合、新建，CNG项目将发展到四川、海南、陕西、内蒙古、山东、河北、江苏、上海、天津、山西、河南、湖北、湖南、宁夏等17个省区的64座城市，建成CNG母站41座、子站及标准站162座，年销售CNG超过10亿立方米，是目前全国最大的CNG运营商。

㈡ 深圳LNG接受站项目

深圳LNG接收站项目是国家重点工程项目，既是保障香港天然气供应，实现中央政府支持香港特区繁荣稳定的实际行动，又承担着为西气东输二线调峰，保障西二线运行安全的艰巨任务。项目一期处理能力为300万吨／年，计划2013年建成投产，年销量达40亿立方米；二期处理能力达到600万吨／年。

公司发展业务优势

承接深圳石油实业有限公司CNG业务发展基础，经过多年努力和实践，公司在发展天然气利用业务，由此是车用CNG项目方面积累了较多经验，也形成了一定优势：

㈠ 规模优势。公司控制管理的CNG项目已遍布全国17个省区、64座城市，现拥有CNG母站41座、子站及标准站162座，年销售CNG超过10亿立方米，其规模居国内同类企业前列。

㈡ 技术优势。公司的技术优势主要表现在：一是拥有一支优秀的燃气技术团队；二是主持制定了全国第一个压缩天然气项目技术标准；三是主持编辑了全国第一本天然气汽车刊物；四是圆满完成了中国石油集团产业化示范科技项目。

㈢ 人才优势。公司身处特区，经历了长期的市场历练和打拼，锻炼出一批懂经营、会管理、善于开拓市场的骨干，形成了较好的队伍基础。尤其是公司拥有CNG汽车加气站设计、技术研发、设备制造、工艺安装、员工培训等一大批的专业化人才。

㈣ 市场优势。公司已在四川、海南、陕西、内蒙古、山东、河北、江苏等17个省区的64个座城市，开展CNG业务，对全国CNG市场有较深的理解，熟悉各地政策和办事流程，能够有效的与当地有实力的公司进行合作开发；同时在发展业务过程中注重树立了中国石油旗下企业的良好形象，在国内有一定的知名度和美誉度。此外，公司在深圳龙华工业区有燃气管材加工基地，可为城市燃气业务提供技术支持和后勤保障。

公司CNG业务发展规划

公司的发展思路是：在CNG发展规划指导下，充分发挥集团公司整体优势，以安全环保、经济高效为目标，在战略布局上以经济发达区域和城市为重点；在发展方向上以城市车用CNG为主、大力推进钻机CNG和城际载重车用CNG等高端、高效项目的开发；在站点建设上以中石油现有天然气干线为依托，统一规划、建设CNG母站，并通过独资、合资、合作等方式加快构建CNG终端营销网络，努力做大、做强CNG业务，打造“昆仑CNG”品牌，为促进集团公司建设综合性国际能源公司做出贡献。

公司发展目标任务

到2015年CNG加气站总量达到2000座，年销售量超过100亿立方米，市场份额接近70%。

规模效应：建成150座加气母站，2200座加气子站的产业规模，届时公司将成为国内CNG行业的龙头企业，起产业主导作用。

社会效益：可解决100万辆出租车的燃油问题，替代成品油1000万吨／年；有利于改善能源结构，缓解成品油供应压力；可实现年减排二氧化碳等污染物800万吨，有效改善大气环境质量。

公司投资建设CNG项目对地方的承诺

㈠ CNG项目所需的天然气由中国石油天然气集团公司计划单列，不占用地方用气指标，并且保证供气充足稳定。

㈡ 为促进当地公交业发展，对城市公交集团用户在社会车辆零售价格上适度予以优惠。

㈢ 在城市燃气缺口时可做应急支持和补充。

㈣ 在当地投资建设的CNG项目，除核心运营管理人员以外，其他人员一律实行本土化就地用工，以促进当地就业。

㈤ 在当地的CNG项目生产加工过程不造成环境污染。

6.煤制天然气工艺简介 篇六

1酸性气脱除工艺

目前,酸性气脱除有干法和湿法工艺。干法工艺净化度较高,但是由于吸收剂特性所限,处理量较小、操作成本较高。而煤制气装置为大型项目,处理的原料气量大,干法工艺不能满足大气量的要求。湿法工艺有化学吸收、物理吸收和物理化学混合吸收等工艺。氨法、MEA、 MDEA、TEA、DEA等的化学吸收工艺中的溶剂再生,需消耗大量的热,成本高、处理气量小, 不利于规模化生产。物理吸收工艺是最有效且经济的酸性气脱除工艺,尤其是在高压和低温条件下。国内外煤气化装置中采用的酸性气脱出工艺中,低温甲醇洗和NHD法作为同时脱除硫化物和CO2酸性气体的技术应用较为普遍。

NHD法又称聚乙二醇二甲醚工艺,采用多组分配方溶剂,类似于美国的Selexol工艺,由我国南化公司开发。该工艺在常温下操作,溶剂无毒,饱和蒸汽压低,溶剂损失小,再生热耗低。粗煤气经NHD脱硫、脱碳后,CO2体积分数小于0.2%,总硫小于5 μL/L。

低温甲醇洗工艺以工业甲醇为吸收剂。该方法利用甲醇在低温下选择性脱除气体中的H2S、 CO2、COS酸性组分和各种有机硫化物、NH3、 C2H2、HCN、烃类、石脑油等,能达到很高的净化度, 气体的总硫可脱至0.1 μL/L,CO2脱至小于20 μL/L[1]。NHD和低温甲醇洗工艺技术特点对比见表1。

通过表1可以看出,低温甲醇洗与NHD净化工艺相比,吸收能力高、溶剂循环量小,溶剂再生能耗低;可以在同一装置中实现多种杂质的脱除,减少后续工艺工程和能耗;传质传热效果好,可以更合理地配置换热网络,使装置内能量利用更为有效。低温甲醇洗工艺也存在一些不足, 甲醇对人体具有毒性,对操作和维修的要求更加严格;工艺在低温下运行,需要制冷装置外供冷量。但其综合运行的经济性和节能效果很好,且工艺技术成熟,在工业上具有很好的应用业绩。

甲醇是一种极性有机溶剂,不同组分在其中的溶解度有很大差异,其中H2S、COS、CO2在甲醇中的溶解度要远远大于其它几种气体在甲醇中的溶解度,低温甲醇洗工艺正是依据这些物质在甲醇中溶解度的差异来实现气体分离。表2为-40 ℃(233 K)时各种气体在甲醇对H2和CO2中的相对溶解度。

从运行经验来看,低温甲醇洗工艺具有如下特点:可以同时脱除H2S、COS、CO2,以及HCN、NH3等杂质;甲醇溶剂吸收H2S、COS、 CO2的能力远强于诸如NMP(Purisol)或水这类溶剂;甲醇对酸性气组分有高的选择性,对于硫化物和CO2的脱除有更高的分离精度;在低温和高压下酸性气在甲醇溶液中有更高的溶解性,甲醇更适合于在低温下操作;在低温下甲醇溶剂有较好的热稳定性和化学稳定性而不会降解,有较低的腐蚀性和粘度,不发泡,而且价格低廉,能耗指标低,容易进行萃取等。

目前,低温甲醇洗工艺国外有鲁奇和林德工艺两种流程,国内有大连理工大学工艺,各有特点,广泛应用于煤化工项目,且通过不断的优化和设备改进,使整个流程效率更高,能量利用更充分、合理。

此外,低温甲醇洗脱除后的CO2纯度可以达到96% 以上,纯度较高,可以考虑直接利用, 例如CO2气体返炉代替部分水蒸气进行气化反应,以减少污水处理量;或者CO2作为煤锁充压气等。

2制冷工艺

低温甲醇洗一般需要-40 ℃的冷量,一般的制冷工艺很难满足要求。选用投资省、运行安全、 消耗低的制冷方式对降低系统的生产成本、装置安全、稳定、连续运行具有重要意义。目前工业上常用制冷方法有氨吸收制冷、氨或丙烯压缩制冷和氨(吸收—压缩)混合制冷工艺。

2.1氨吸收制冷与氨压缩制冷比较

吸收制冷通常采用的制冷介质为氨。氨吸收制冷工艺是以氨为制冷剂,水为吸收剂,利用水对氨有良好吸收效果的特性,将氨冷凝器中蒸发出来的气氨吸收,形成氨水溶液;再根据氨和水在加压条件下沸点差较大的特点,将氨水溶液通过加压精馏的方法获得99.98% 的气氨;气氨被冷凝成液氨;液氨送到氨冷凝器蒸发提供冷量循环利用。

压缩制冷工艺是技术成熟、应用范围广泛的制冷工艺技术。压缩机将从蒸发器来的低压氨或丙烯气体进行压缩,变成高温、中压气体后,进入冷凝器,受到水或空气的冷却而凝结成液体; 在蒸发器中吸收热量,使被冷却介质温度降低, 制冷剂则由液态变为气态,重返压缩机,再进行下一个循环[2]。以100 MW冷量需要,比较氨吸收和压缩制冷工艺见表3。

吸收制冷需要大量的蒸汽和循环水,制冷效率较低,压缩制冷效率要高于吸收制冷;在同等条件下,吸收制冷是压缩制冷能耗的1.5倍左右,因此选择压缩制冷在降低能耗方面更合理。 已运行的项目显示,氨压缩制冷比吸收制冷稳定性好、技术成熟、制冷量大、占地面积小。但吸收制冷比压缩制冷运行费用低,易操作,调节弹性大。另外,如果全厂工艺流程中副产大量低位热能或低压蒸汽,有较大的富余量而没有合适用途,副产低压蒸汽可以作为吸收制冷的热源。

2.2氨压缩制冷与丙烯压缩制冷比较

氨是具有强烈刺激性气味的有毒物质,溶解后为强碱性,腐蚀性较强,而丙烯无毒、无腐蚀。丙烯作为制冷介质有其优越性。在相同条件下,以某煤制气装置所需14 480 k W冷量,比较氨和丙烯压缩制冷的技术经济,示于表4。

从表4及运行经验来看,相同制冷能力的丙烯压缩机比氨压缩机整体消耗高。但丙烯制冷比氨制冷可提供更低温度的冷量,而且丙烯压缩机的一次性投资比氨压缩机低。在同样的蒸发温度-40 ℃下,氨的进口压力为-0.03 MPa,由于制冷系统制冷剂为闭式循环,对于氨压缩机系统长期运行在负压状态,空气可能进入制冷系统造成制冷效率降低,丙烯的进口压力为0.04 MPa, 压缩机进口为正压状态,设计选型比较方便。

在煤制天然气工厂中,气化、变换、甲烷合成等装置有大量低位热能副产低压蒸汽,且高温热能经过几次利用后,其温度逐渐降低,不能满足工艺上作为热源的需求,如果直接排放到环境中会造成很大的能源浪费。经热能平衡,除工艺装置所需低压蒸汽外,余下的低压蒸汽可满足吸收制冷所需蒸汽,有利于全厂低位热能的利用, 减少余热的损失,不足的部分可采用能耗较低的压缩制冷,也是提高能源利用率的一项重要措施。

3硫回收工艺

硫回收工段的主要任务是处理上游各装置排放的含H2S等硫化物的酸性尾气,回收其中的硫元素后,使最终尾气达标排放。国家对煤化工领域实行最严格的环保标准,总硫回收率必须满足相应要求使得尾气指标能达到环保标准。煤制气中的酸性气相较于其他化工装置有如下特点: H2S浓度较低;酸性气组分复杂;酸性气浓度波动大,对装置的操作弹性要求较高。针对煤化工装置特点,应选择适应低酸性气浓度、高弹性范围、可以处理复杂气体成分的硫回收工艺。

此外,煤制天然气项目多建在偏远地区,考虑工厂周边产品市场、储存及运输问题,湿法脱硫制取硫酸工艺不能满足要求。干法硫回收技术以克劳斯及其改进型工艺为主,由于受化学平衡的影响,即使三级转化的常规克劳斯工艺总硫回收率也只能达到98%,处理后的尾气不能满足环保排放要求。克劳斯加尾气处理工艺可以满足环保要求,也是目前处理酸性气体最有效的方法之一,典型工艺有SCOT、氨法脱硫工艺[3]。

SCOT工艺是将克劳斯工艺尾气中的SO2、 有机硫、单质硫等所有硫化物,经加氢还原转化为H2S后,用醇氨脱硫溶液将H2S吸收,H2S再循环到克劳斯装置再次进行转化处理。经此工序处理后,尾气残硫量低,排放指标能满足环保要求。

氨法工艺是将克劳斯段尾气中的硫或硫化物通过焚烧变成SO2,再用氨水作为吸收剂吸收SO2,变成硫酸铵,从而使尾气达标排放。

SCOT和氨法两种硫回收工艺技术经济比较见表5。

从表5可以看出,SCOT和氨法工艺均能满足环保排放标准的要求,而氨法工艺运行费用低、投资省。目前煤制气项目多选用固定床气化工艺。由于固定床对煤粒度的要求导致粉煤过剩, 因此多数项目配套建设电厂,且固定床气化温度较低,粗煤气中含有酚氨物质。酚氨回收工艺回收氨水送往电厂进行氨法脱硫,不需要外购或只需要采购少量氨水即可进行脱硫,使工艺更优。 故目前硫回收从工艺成熟度方面宜采用“克劳斯+ 氨法”脱硫工艺。

此外,随着经济社会的发展和人们环保意识的增强,尤其是我国新环保法的实施,对硫回收率的标准要求也在不断提高。因此研究者围绕提高硫回收率、减少含硫化合物的排放量,对硫回收工艺进行了大量改进,并且也开发出了一系列新工艺,如Clinsulf-SDP工艺、LO-CAT硫回收及改进工艺、气体生物脱硫及硫回收等工艺。虽然硫回收改进工艺和新技术的工业实施案例不多,或处于研发阶段或处于示范阶段,但随着社会经济技术的发展和工业成功案例的增多,运行经验和工艺参数的积累,未来会有更多硫回收新工艺涌现供选择满足环保要求。并且国内科研机构要有针对性的与国外机构进行技术交流学习, 开发出适合我国国情的硫回收新工艺,从而提高我国硫回收技术整体水平。

4总结

如上论述,在目前煤制气项目净化技术的选择中,低温甲醇洗在能耗、运行成熟度上有一定的优势;根据项目制冷量和工厂设置选择吸收或者压缩制冷;从经济和环境社会效益角度考虑, 氨法尾气脱硫工艺目前比较成熟,但随着国家环保要求的提高和技术的发展,硫回收技术会有更多新的选择。

摘要：对煤制气项目净化装置包括辅助工艺(硫回收、制冷)的技术进行比较和分析,认为低温甲醇洗在能耗、运行成熟度上有一定优势,氨法尾气脱硫工艺比较成熟,各方面效益较好。

关键词：煤制天然气,气体净化,硫,回收,制冷

参考文献

[1]张飞跃.Linde与Lurgi低温甲醇洗工艺在煤制甲醇项目应用分析及存在问题解决[D].天津:天津大学,2012.

[2]赵国杰,肖敦峰,李雁.冷冻站优化设计及影响因素分析[J].化肥设计,2014,52(5):30-33.

7.天然气与煤制气的区别 篇七

天然气是一种多组合的混合气态化石燃料, 主要成分为CH4, 也含有乙烷 (C2H6) 、丙烷 (C3H8) 、N2和CO2等成分。作为产品天然气, 国家标准GB17820-2012天然气对其热值有规定:高位发热值>31.4 MJ/m3。天然气被广泛应用于工业生产及居民生活, 是一种洁净能源, 燃烧后没有H2O和废渣的产生。煤制气是人工煤气的一种, 是将燃料煤经干馏、气化、裂解制取的可燃气体, 是洁净煤利用技术的一种燃烧方式。煤制气热值比天然气热值低, 但其制取方便, 可自备设备自行生产, 不受运输管线限制, 在中国天然气供应不足的当前是洁净能源利用不可替代的一种热源气体。煤制气因其诸多优势, 被广大工矿企业应用, 并且也被用做生活用气。

8.煤制天然气工艺简介 篇八

煤制天然气是新型煤基燃料化工技术(见图1)的一个重要组成部分。早在20世纪70年代,国外一些公司相继建成了一些小型示范装置。1984年美国大平原煤制天然气厂投产运行,年产天然气约16亿m3,至今已连续运行20多年。

由于目前国内尚无大型甲烷化装置运行先例,短期内实现煤制天然气装置的商业化运作仍存在着较大的难度和风险。煤制天然气等新兴煤化工技术的研究主要集中于工艺层面,对于其火灾风险特点尚无较系统和深入的研究。笔者主要借鉴国内外已有的煤化工示范项目的经验,针对煤制天然气工程的特点,分析煤制天然气生产过程中存在的主要危险、有害因素和关键环节,探讨针对性的防范措施,为新建煤制天然气项目的运行和管理以及相关技术标准的制修订提供借鉴。

1 备煤过程火灾危险性分析

从原料成本和气化适应性的角度考虑,煤制天然气项目主要采用褐煤和劣质烟煤为原料,具有高含水量和高挥发分的特点。以某天然气项目为例,原料煤收到基含水量34.1%,干燥基挥发分36.1%,干燥无灰基挥发分含量43.45%,属于高挥发分易自燃煤种,干燥无灰基低位发热量22.8 MJ/kg,根据煤粉爆炸指数计算方法计算爆炸指数为5.48,具有极强的爆炸性。

从储存规模而言,以日产1 200万m3煤制天然气项目为例,日用煤量约4.3万t,原煤仓满仓总储量约为36万t,约为装置9 d的用煤量,但在实际运行过程中进厂原煤通常在3～5 d使用。由于储煤筒仓自身的结构和运行特点,储煤筒仓(场)的防火防爆问题一直备受人们关注。储煤仓储量大,一旦发生火灾并且未在初期控制,很难在短时间内扑灭,易造成严重的后果。

输煤皮带、磨煤机和除尘装置是传统用煤行业火灾高发的环节,积粉自燃和摩擦生热是主要原因。由于难以保证彻底清除输送或磨煤过程中皮带和器壁上粘附残留的煤粉,常常因此引发火灾。例如,2012年2月某火电公司一条已停运的上煤皮带发生火灾,事故起因是检修人员违背消防原始设计图在皮带间私自加装除尘器风筒联络管,造成吸风口气流分布偏离原设计,导致吸入管积粉严重。积粉自燃后落到皮带上引燃皮带。由于未能在发展初期将火灾扑灭,造成了严重的损失。由于褐煤属于高自燃煤种,因积粉自燃发生火灾的风险将比传统用煤高得多。

采用粉煤气化工艺时,所用煤粉粒度通常需小于90 μm,且含水量低,流动性好,反应活性高。但由于通常采用热烟气对煤粉进行干燥和输运,系统内氧含量较低,管路内部发生火灾爆炸的可能性较小。但当管路系统因故障或检修而停止运行时,常由于管路积粉或泄漏的煤粉接触空气和外部引火源引发火灾和爆炸。

由于煤粉仓通常布置于高达50～60 m的框架上部(见图2),发生煤粉泄漏时难以及时封堵泄漏源,泄漏煤粉随风扩散而导致火灾扩大。原料煤的高挥发性是煤制天然气等煤化工过程与常规火力发电、炼焦等用煤行业最大的不同之处。由于煤挥发性较高,储煤筒仓、栈桥、磨煤机等设施因摩擦生热、积粉自燃等原因导致火灾的风险较以往行业高。如某煤化工装置曾因煤粉仓底部出料口连接材料老化而发生煤粉泄漏,高温煤粉泄漏到空气中并在静电作用下迅速起火,发生多次卷吸和爆炸。由于及时采取冷却和降尘措施,且仓内为惰化环境,火灾最终未造成严重后果。

2 工艺过程火灾危险性分析

与石油化工生产类似,煤制天然气过程中伴随着大量易燃、易爆、高温、高压、临氢、深冷、有毒、腐蚀等危险因素。表1为煤制天然气项目除公用工程外主要装置的操作条件、物料及其火灾危险性。在煤制天然气过程中,大部分过程涉及甲类火灾危险性物质,主要涉及的危险事故类型包括火灾、爆炸和中毒。根据装置特点和火灾危险程度,在煤制天然气项目中,最关键和特殊的装置是甲烷化反应器和气化炉。

2.1 甲烷化反应器

甲烷化反应器是煤制天然气项目中的核心装置,属于高温加氢装置。在甲烷化反应器中,一氧化碳在催化剂的作用下加氢转换为甲烷和水蒸气,同时释放大量反应热。目前,世界上仅大平原煤制天然气厂一套大型甲烷化装置在商业化运行,除此以外,小型甲烷化反应器通常在精制氢过程中用于彻底除去氢气中的一氧化碳。

甲烷化反应器具有高温、高压、临氢、强放热的特点,装置内主要物料为氢气和甲烷,具有极高的火灾危险性。表2列举了甲烷化反应器与石化行业和化肥行业较常见的几种加氢反应器的大致操作条件。此外,甲烷化过程在加氢程度上显著高于催化裂化和乙炔加氢过程。

尽管甲烷化反应器温度与加氢裂化反应器相当,操作压力更低,但由于甲烷化反应器采取固定床反应器,氢气与一氧化碳预先混合后由反应器同一侧进料并在床层入口处迅速反应,与加氢裂化过程中采取的液态重油与氢气逆流接触的操作方式有显著区别,形成局部热点和床层飞温的风险更大。而乙炔加氢反应器作为乙烯装置的辅助装置,反应器规模通常较小,危险性相对较低。

在甲烷化反应器中,每转化1%的一氧化碳,绝热温升约为70～100 ℃,因此控制一氧化碳和二氧化碳的含量和控制反应深度对于确保甲烷化反应器的安全至关重要。若上游工段发生波动导致入口气体组成变化或因催化剂失活而导致热点后移,均可能导致床层超温乃至严重的飞温事故。因此,应设置多重可靠的预防和保护装置,保证在紧急情况下能够及时切断物料、完成卸压和吹扫操作,提高装置的本质安全程度。这对于甲烷化反应器是极为必要的。

2.2 气化炉

气化炉是煤化工工程的龙头装置,也是装置区最主要的高温高压设备。截至2010年10月,我国共有73家121套气化炉装置。目前某些类型的气化炉装置已实现了完全国产化。

气化技术应用已成熟,目前对于气化炉的运行和火灾危险性也已有较成熟的认识。气化炉最主要的操作风险是超压和超氧,严重时将导致气化炉及下游装置爆炸。近年来新建的气化装置大都引入了DCS控制系统,根据炉内温度、压力、床层高度等条件,对原料煤、蒸汽、氧气进量以及炉篦转速等参数进行联锁控制,并且设定安全阈值出现异常时气化炉直接跳车和吹扫,有效避免了恶性事故的发生。

2.3 其 他

除甲烷化反应器和气化炉外,合成气变换和甲醇洗工段同样具有较高的火灾危险性。变换工段和甲醇洗工段主要脱除粗煤气中的不完全气化产物和氨、二氧化碳、硫化物等杂质,并将CO和H2含量比调整至符合甲烷化反应器要求的范围,因此其运行直接关系甲烷化反应器的安全。

变换反应器具有一定的飞温风险;由于过程压力较高(3.5 MPa左右),流程较长,需防止可燃气体(粗煤气、硫化氢、氨)和液体(主要是甲醇)的泄漏以及硫化氢和氢气腐蚀管路构件,因此需采用机械密封性能可靠的防腐蚀材料。此外,由于不完全气化产物的存在,结垢也是净化段换热器常出现的现象,导致换热器换热效率的降低,对后续装置运行产生不利影响。

此外,由于一氧化碳、硫化氢等有毒气体和可燃气体的存在,硫回收、煤气水处理和酚氨回收同样具有较高的火灾危险性。

3 火灾防范措施探讨

与火电、炼焦等传统用煤行业相比,煤制天然气过程所用煤种的高挥发性增大了备煤过程中发生火灾的风险和概率,在备煤阶段彻底避免火灾成为一个难题。由于煤制天然气工艺的要求,气化原料煤的粒度和湿度都有严格要求,难以通过改变原料煤性质的途径降低其火灾危险性;由于备煤过程通常较长,全过程的惰化保护需要较高的成本。

因此,对于备煤工段火灾,应主要以预防和扑灭初期火灾为主。通过各种防爆、抑爆、隔爆手段,尽可能预防和减少火灾发生。从工艺防火角度,这些手段包括:输送皮带和除尘布袋等均采用难燃材料;控制磨煤机操作温度和氧气体积分数;控制管道、煤粉仓等装置内的氧气体积分数;充分采用光滑连接,保证管道内气流均匀,防止积粉发生;设置安全的装置启停程序等。从安全防护角度,包括:对于密闭装置,保证足够的泄爆面积;装置之间设置阻火器和隔爆装置;在装置外设置喷淋降尘装置等。从固定消防设施的角度,应加强全过程的监控和保护,防止出现死角,确保能够及时扑灭初期火灾。

与传统石油化工过程相比,煤制天然气过程既有一定的相似性,也有一定的差异性。相似性主要表现在均采取了大量精馏、换热、吸收等单元操作对物料进行净化,同时均需要对原料进行不同程度的加氢以获得所需要的产品;差异性主要表现在煤化工物料涉及气液固三相,产品较复杂,更易发生管路磨损、腐蚀、积垢,而传统石油化工主要以液态和气态物质为主,产品以燃料油和短链烃类为主,物料相对简单,连续运行时间也更长。此外,煤制天然气的加氢程度和剧烈程度显著高于加氢裂化和乙炔转化过程,因此反应器的火灾危险性更大。

煤制天然气项目中,火灾危险性最大的装置为气化炉和甲烷化反应器。从装置本身而言,气化炉操作温度极高,压力较大,物料复杂,开停车较频繁,且在有氧条件下操作,易发生事故。近年来国内气化装置均已采用自动控制,在异常情况下采取紧急跳车和泄压措施,因此发生事故的可能性已大为降低,主要需防止装置开停车过程因误操作导致的事故。

对于甲烷化反应器,目前国内尚无大型装置的运行经验,且装置本身温度、压力均较高,反应热效应显著,需严格控制一氧化碳和二氧化碳体积分数,防止出现原料气组成波动;同时需要监控催化剂床层温度防止出现局部热点,因此对装置本身和自动化控制均有较高的要求。从装置操作条件和物料的角度,甲烷化装置火灾危险性特点与石化过程加氢裂化装置和乙炔加氢装置相比有一定的相似性,因此在装置建设和系统运行过程中可以有一定的借鉴。

总之,针对气化装置和甲烷化装置,应以防为主,从工艺控制和应急处置等层面上采取多种冗余保护措施,通过各种安全补偿措施提高装置可靠性,防止恶性事故发生。

4 结 论